
- •Билет 1
- •1. Уплотнения вала центробежного нагнетателя.
- •2. Классификация насосных станций.
- •1. Составление тс.
- •2. Запорная арматура
- •1. Система маслоснабжения гпа (смазка подшипников, системы управления и регулирования).
- •2. Основные и вспом. Объекты нпс.
- •1. Система маслоснабжения. Система смазки насосных агрегатов.
- •2. Основное оборудование кс.
- •1. Компоновка насосного цеха.
- •2. Охлаждение газа, секции оребренных труб.
- •1. Средства измерения количества нефти на нпс.
- •2. Надежность работы оборудования нс и кс. Долговечность, безотказность.
- •1. Система топливного, пускового и импульсного газа (т,п,и).
- •2. Генеральный план нпс.
- •1. Технологическая схема кс.
- •2. Вспомогательные системы нс
- •1. Классификация кс.
- •2. Рп, общие сведения, экс-ция
- •1. Составление ген плана кс
- •2. Трубопроводная арматура
- •1. Замер и учет газа на кс
- •2. Надежность работы оборудования нс и кс. Долговечность, ремонтопригодность.
- •1. Поверка средств (счетчиков) учета нефти на нс
- •2. Защита от шума в насосных и компрессорных цехах
- •1. Основное оборудование насосного цеха.
- •2. Причины возникновения вибрации. Нормирование вибрации.
- •Нормирование вибрации оборудования
- •1. Система маслоснабжения. Система смазки насосных агрегатов.
- •2. Предупреждение и устранение вибрации.
- •1. Компоновка компрессорного цеха кс.
- •2. Система ппр и её организация.
- •1. Средства учета нефти и нп.
- •2. Составление технологической схемы кс.
- •1. Запорная арматура.
- •2. Определение долговечности деталей, узлов и оборудования в целом.
- •1. Составление тс.
- •1.Постанционная схема перекачки
- •3. Схема перекачки «Через резервуар»
- •4. Схема перекачки «Из насоса в насос»,
- •2. Обратные клапана, предохранительные устройства, регулирующие заслонки.
- •1. Состав и компановка узла учета нс.
- •2. Классификация кс.
- •1. Состав сооружений и их назначение системы воздушного охлаждения на кс.
- •2. Компановка насосного цеха.
- •1. Технологическая схема кс.
- •2. Причины возникновения вибрации.
- •Нормирование вибрации оборудования
- •1. Классификация насосных станций.
- •1) Монтажные блоки – осн. Технологич. Оборудование с обвязкой, кип и автоматикой на общей раме,
- •3) Блок-контейнеры – технологические установки с индивидуальными укрытиями, внутри которых создается микроклимат, необходимый для нормальной работы оборудования.
- •2. Система уплотнения вала центробежного нагнетателя.
- •1. Эксплуатация резервуарного парка.
- •2. Предупреждение и устранение вибраций нс и кс.
- •1. Состав и структура сооружений нефтепроводов и нефтепродуктопроводов (при системе перекачке «из насоса в насос»).
- •2. Определение долговечности деталей, узлов и оборудования в целом.
- •1. Вспомогательные системы кц.
- •2. Шумы и борьба с ним на нс и кс.
- •1. Компоновка насосного цеха.
- •2. Надежность работы оборудования нс и кс. Долговечность, безотказность.
- •1. Система маслоснабжения. Система смазки насосных агрегатов.
- •2. Охлаждение газа, секции оребренных труб.
- •1. Компоновка и состав сооружений узла учета нефти на нс.
- •2. Система топливного, пускового и импульсного газа (т,п,и).
- •1. Очисткиа газа от мех. Примесей.
- •2. Поверка счетчиков на узлах учета нс.
- •1. Запорная арматура.
- •2. Система маслоснабжения гпа.
- •(Смазка подшипников, системы управления и регулирования).
- •Уплотнения вала центробежного нагнетателя.
2. Трубопроводная арматура
Применяемая на ТП подразделяется на след-е типы:
1 – запорная
2 – регулирующая
3 – предохранительная
4 – предохранительно-запорная
5 – контрольная
6 – монтожная
1) Запорная арматура - предназначена для перекрытия потока в ТП. К ней отнесем -задвижки, вентили и краны. Задвижка – клиновая для газа, шиберная для жидкости. Краны применяются на МГ и МТ бывают пробковые и шаровые(с плавающим шаром и шаром на опорах). Вентили - применяются в силу своих малых размеров в технол-х ТП, по кот-м перекачивается жидкость, но не газ. Запорная арматура выполняется либо в ручном исполнении либо с приводом. Привод м.б. электрич-й, пневматический и гидравлический. Основной харак-кой запорной арматуры явл-ся след-е параметры: -Ду; -Ру(мах рабочее давление) ;-Т при котором она будет работать; -вариант присоединения в ТП(фланцевое или приводное).
2) предохранит-я арматура - для автоматического ограничения параметров потока (предохр клапан).
3) регулирующая арматура – для регулирования параметров потока(регулятор давления).
4) предохранительно-запорная арматура – для движения потока в одном направлении (обратный клапан).
Билет 11.
1. Замер и учет газа на кс
Производительность является основным параметром, точность и надежность измерения которого определяет многие производственные, технические и экономические характеристики работы компрессорной станции. Точные измерения расхода газа лежат в основе системы учета и планирования доставок газа. Знание расхода топливного газа, затраченного на компримирование транспортируемого газа агрегатами компрессорного цеха при известной его производительности, позволяет оптимизировать загрузку как отдельных ГПА, так и компрессорной станции в целом.
В нашей стране и за рубежом разработаны и выпускаются различные типы расходомеров для газа.
По принципу контактирования с рабочей средой различают контактные и неконтактные методы измерения производительности газопровода или расхода газа. К первым относят расходомеры переменного перепада давления с сужающими устройствами разнообразного типа, расходомеры постоянного перепада давления (ротаметры, поршневые, поплавковые), турбинные и гидродинамические расходомеры с использованием метода контрольных меток и др.; ко вторым — расходомеры на электромагнитном, ультразвуковом принципах действия, основанные на резонансе и др. Из-за электрохимических процессов в потоке жидкости, различных помех, непостоянства напряжения питания и т. д. расходомеры на неконтактном принципе действия для чистого газа имеют большую погрешность, чем контактные.
В настоящее время основным методом измерения расхода и количества природного газа на объектах его добычи, траспортировки и переработки является метод переменного перепада давления на сужающих устройствах, в качестве которых используют измерительные диафрагмы и сопла.
2. Надежность работы оборудования нс и кс. Долговечность, ремонтопригодность.
Долговечность - это время работы агрегата до вывода его из экспл-и по причине износа. Безотказность оборудования -явл-ся его св-во сохранять работоспособность в период м/у 2-мя плановыми ремонтами.
Ремонтопригодность – св-во оборуд-я закл-ся в приспособленности его к предупреждению, обнаружению и устранению отказов и неисправностей путем проведения тех обслуживания и вынужденных ремонтов.
Ремонтопригодность хар-т 2 гр факторов:
1 - конструктивные;
2 – эксплуатационные.
Все конструктивные факторы м/о разделить на 5 гр.:
- повышение сроков службы деталей, узлов и агрегатов за счет применения новых технических материалов и технологий
- увеличение межремонтной наработки за счет внедрения новых конструктивных решений
- простота сборки и доступность узлов с целью снижения трудозатрат на тех обсл-е и ремонт
- исп-е и разработка при тех обслуж-и более простых и унифицированных средств и технологий ремонтов
- д.б. обеспечена с/с контроля за узлами и деталями находящиеся на работе. К экплуатационным показателям отн-ся:
Все эксплуатационные:
- строгость соблюдения правил экспл-и и режимов исп-я оборуд-я
- непосредственное снижение затрат средств и материалов в процессе экспл-и
- техническая оснащенность оборудованием и инструментом при ремонтах
- уровень организации труда при тех обслуж-и
- обеспеченность ремонтных работ материалами и зап. частями.
По своему содержанию показатели ремонтопригодности разеделяются на две гр.:
1-оперативная;
2-экономическая.
Оперативные показатели хар-т ремонтопригодность с т.з. затрат времени на ТО и все виды ремонтов при эксплуатации оборуд-я.
К этой гр. отн-ся:
1) коэф ремонтопригодности Кр (уд затраты времени на выполнение ремонта)
Кр = (tвр+tппр)/Тр,
tвр ,tппр –суммарные затраты времени на внеплановые и планово-предупредительные ремонты оборуд-я за кал. период (часы);
Тр-суммарная наработка агрегата за кал. период.
2) среднее время восстановленияя работоспособности оборуд-я в межпрофилактический период.
При установившемся режиме экспл-и: Тв=ΣТвi/М,
Твi –суммарные затраты времени на отыскание и ликвидация отказов i-того агрегата за кал. период(в часах);
М-суммарное кол-во отказов на N анализируемых агрегатов одного типа за календарный период
3) вероятность устранения отказа за время не более заданного:
Рв(t3)=Р{tв≤t3}
Рв(t3)-один из важнейших оперативных показателей ремонтопригодности;
t3 – задааное время, tв-время восст-я
Анализ времени ликвидации отказов на НС и КС показал что время ликвидации изм-ся по показательному закону: Рв(t3)=1-ехр(-t3/Тв)
4) коэф готовности Кг - опре-т вероятность нахождения оборуд-я в раб. сост-и в произвольно выбранный мом времени м/у 2-мя плановыми ремонтами.
При установившемся режиме Кг опр-ся: Кг=Тно/(Тно+Тв)
Кг хар-т приспособленность оборуд-я к устранению отказов
5) Коэф тех обслуж-я Кти явл-ся более полной хар-кой ремонтопригодности оборуд-я и опр-ся отнош-м наработки агрегата за кал период к сумме этой наработки и времени всех простоев:
Кти=Тр/(Тр+tвр+tппр)
С помощью Кг и тех исп-я определенных на основе статистических данных собранных по результатам экспл-и оборуд-я на НС и КС м/о опр-ть необх-е число агрегатов подлежащих и установке НС и КС.
nуст= nраб*(2- Кг-Кти)/ Кти=nраб*Кр, где Кр-коэф резерва.
Правильная оценка физической и оптимальной долговечности – основная задача ППР.
Физ. долговечность определяется сроком службы оборудования до его предельного износа и хар-зует его межремонтный срок службы. Физ. долговечность регламентируется сроком службы быстроизнашивающихся деталей. В случае равномерного износа сопрягаемой пары, физ долговечность определяется по ф-ле:
tф = (дmax – д0) / (2tg(a)),
дmax – max допустимый зазор,
д0 – зазор приработки,
tg(a) – величина, хар-зующая скорость изнашивания в процессе экспл.
Скорость износа уст в процессе работы на основе статистического материала.
Долговечность деталей оборудования определяется в процессе их эксплуатации на осн записи в спец журналах о провед ремонтах и замене деалей. За срок службы деталей принимается их средняя долговечность.
Опт. долговечность с учетом физ. изнгоса м/б установлена путем анализа возможных закономерностей изменения затрат на ТО, текущего и кап ремонтов и случая норм работы. В этом случае затраты на запчасти за весь срок работы оборудования можно определить по формуле:
Сз = К + 2К + 3К +…+ jК = 0.5К*j*(j+1).
K – усредненная цена каждой новой группы запчастей, прим при очередном ремонте.
j – порядковый номер ремонта. j = t / tф
t – срок службы оборудования
tф – физ долговечность или межремонтный срок службы оборудования
Cз = [K*t*(t/tф + 1)] / [2tф]
Полные удельные затраты, изменяющиеся с ув. срока службы оборудования будут представлять собой сумму затрат на запчасти и амортизационные отчисления.
Су = Сн/t + Cз/t = Сн/t + Cз/t + [K*(t/tф + 1)]
Сн – цена нового оборудования за вычетом ср-в, полученных от ликвидации старого оборудования.
Для определения оптимальной долговечности с учетом физ износа предыду ур-е дифференцируем по времени и приравн к 0:
t0ф = tф * (2Сн/К)^0.5
Видно, что оптимальная долговечность зависит от физ долговечности, от затрат на преобретение оборудования, от прироста затрат на запчасти при каждом ремонте.
1 – общие затраты,
2 – затраты на амортизац. отчисл.
3 – затраты на запчати.
Число необходимых капремонтов опр по ф-ле:
f = [tоф - tф] / tф
Билет 12.